AtomEnergetykaEnergia elektryczna

Stępiński: Ciepło z atomu dla Polaków? To możliwe, ale drogie

Elektrownia jądrowa Doel. Fot. Wikimedia Commons

Elektrownia jądrowa Doel. Fot. Wikimedia Commons

Atom może napędzić nie tylko polską energetykę, ale również ciepłownictwo i umożliwić większą produkcję wodoru. Problemem mogą okazać się koszty i nieuwzględnienie kogeneracji jądrowej w projekcie strategii energetycznej – pisze Piotr Stępiński, redaktor BiznesAlert.pl.

W połowie stycznia zakończyły się konsultacje przedstawionego w grudniu projektu strategii energetycznej do 2040 roku. Zgodnie z nią do 2043 roku nad Wisłą mają działać elektrownie jądrowe o łącznej mocy 6-9 GW. Natomiast pierwsza energia z atomu miałaby popłynąć do sieci w 2033 roku, kiedy zaplanowano zakończenie budowy pierwszych bloków o łącznej mocy 1-1,5 GW.

Resort energii chce HTGR

Energia jądrowa to nie tylko szansa na zapewnienie zeroemisyjnego źródła pozyskiwania energii, pozwalającego na spełnienie rosnących ambicji unijnej polityki klimatyczno-energetycznej. Od kilku lat trwają w Polsce prace nad możliwością wykorzystania atomu do zasilania w ciepło zakładów przemysłowych, a docelowo gospodarstw domowych. W tym celu rozważane są inwestycje w rozwijanie wysokotemperaturowych reaktorów chłodzonych gazem (HTGR), pozwalających na produkcję czystej energii cieplnej o temperaturze nawet 1000 stopni Celsjusza.

Warto zaznaczyć, że rozwój reaktorów wysokotemperaturowych został również uwzględniony w Strategii Odpowiedzialnego Rozwoju. Zgodnie z nią, do 2020 roku mają potrwać prace nad przygotowaniem budowy pierwszego reaktora HTR o mocy termicznej 200-350 MW, zasilającego instalację przemysłową w ciepło technologiczne. W lipcu 2016 roku minister energii powołał zespół ds. analizy i przygotowania warunków do wdrożenia tej technologii w Polsce. W jego skład weszli nie tylko przedstawiciele resortu, ale i spółek Skarbu Państwa takich jak KGHM, Tauron, PKN Orlen czy Grupa Azoty. Celem prac zespołu jest m.in. analiza: potrzeb polskiej gospodarki, możliwości eksportowych w zakresie technologii HTR oraz kosztów i możliwości współpracy z podmiotami z zagranicy.

Ciepło z atomu dla Polaków?

Według danych resortu energii, 13 największych zakładów chemicznych w Polsce posiada ok. 6,5 GWth mocy wytwórczych ciepła o temperaturze 400-500 stopni Celsjusza. Przykładowo ZE PKN Orlen Płock dysponuje ośmioma kotłami o mocy 2140 MW. Tyle samo kotłów ma Arcelor Mittal (1273 MW). Lotos natomiast ma ich cztery (518 MW). Największą liczbą instalacji dysponuje Grupa Azoty – ponad 20 kotłów o mocy przekraczającej 2300 MW. W skali roku zużywają one 200 TJ ciepła, co odpowiada spaleniu ponad 5 mln ton gazu ziemnego lub oleju opałowego. Według dostępnych szacunków, pozwoliłoby to na redukcję emisji CO2 o 14-17 mln ton rocznie. Dla porównania, w 2017 roku Polska wyemitowała 327 mln ton CO2. Mówimy więc o zmniejszeniu emisji na poziomie 4-5 proc.

HTR to również bezpieczna technologia. Ze względu na brak możliwości stopienia rdzenia nie ma konieczności wyznaczenia strefy bezpieczeństwa, jak ma to miejsce w przypadku wielkoskalowej energetyki jądrowej. Wobec tego wspomniane instalacje HTR mogłyby powstawać w bezpośredniej bliskości zakładów przemysłowych. Umożliwiłoby to produkcję energii i ciepła w skojarzeniu z mniejszą ekspozycją na straty przesyłowe. Budową HTR było żywo zainteresowane m.in. KGHM.

Kogeneracja jądrowa mogłaby się przyczynić do produkcji zeroemisyjnego wodoru. Ponadto, według naukowców z Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie, integracja reaktora HTR z cyklem produkcji energii i wodoru może cechować się wysoką efektywnością i doprowadzić do znacznego obniżenia kosztów wytwarzania wodoru, a także emisyjności. Na przykład pozyskiwanie wodoru z gazu powoduje, że przy produkcji jednej cząsteczki wodoru emitowane jest dziewięć cząsteczek CO2. To z kolei oznacza, iż, podobnie jak spółki energetyczne, koncerny paliwowe również są narażone na ekspozycję ze strony rosnących cen uprawnień do emisji CO2. To może mieć dla nich znaczenie, ponieważ część z nich chce zaangażować się w upowszechnienie wykorzystania tego paliwa np. w transporcie, o czym szerzej pisałem w grudniu ubiegłego roku.

Stępiński: Łańcuch wodorowy nad Wisłą

Przeszkodą są koszty

Barierą mogą okazać się jednak koszty. Planowany w Polsce reaktor HTGR o mocy 165 MWth ma kosztować 2-2,5 mld złotych. Warunkiem jest jednak stopa dyskontowa na poziomie 4 proc. w perspektywie 20 lat, wtedy koszt pary z reaktora HTGR (36 zł/GJ) byłby porównywalny z kosztem pary z kotła gazowego (36 zł/GJ) i nieco wyższy od kosztów pary z kotła węglowego (35 zł/GJ). Oczywiście koszty budowania kolejnych instalacji wraz z rozwojem technologii powinny być niższe, ale nadal brakuje impulsu i pewności regulacyjnej. Pod koniec stycznia resort energii podpisał z Narodowym Centrum Badań i Rozwoju umowę na wsparcie wdrażania technologii reaktorów wysokotemperaturowych HTGR w Polsce. Opiewa ona na kwotę 18 mln złotych. Choć to pozytywna oznaka, jednak stanowi kroplę w morzu potrzeb. Przypomnijmy, że docelowo w Polsce miałoby powstać 10-20 reaktorów HTGR.

Warto zwrócić uwagę, że reaktory wysokotemperaturowe chłodzone gazem są znane od lat sześćdziesiątych ubiegłego stulecia, ale nadal nie są wykorzystywane w skali przemysłowej. Na świecie wykorzystywanych jest kilkanaście tego typu instalacji, ale mają one głównie charakter badawczy. Na przykład dwa tego typu obiekty działają od 1998 roku w Japonii (HTTR) i od 2000 roku w Chinach (HTR-10). W 2018 roku w Chinach miała zostać oddana elektrownia komercyjna z reaktorami HTGR o mocy 210 MW. Projekt notuje jednak opóźnienie.

Sobolewski: Polska może być europejskim pionierem HTGR

W wyścigu po HTGR ambicje zgłasza również Polska, która chce, aby w podwarszawskim Świerku powstał europejski reaktor badawczy o mocy 10 MWth. Pozwoliłoby na zbudowanie w naszym kraju kompetencji, które mogłyby zostać wykorzystane w przyszłości gdyby nad Wisłą powstały bloki o większych mocach. Według zapowiedzi, w lutym ma powstać Centrum, które ma rozpocząć prace nad projektem. Plany są ambitne, ponieważ licencjonowanie reaktora miałoby się rozpocząć już w 2022 roku, a sama budowa ruszyłaby trzy lata później. Natomiast pierwszy, komercyjny reaktor HTGR ma zostać uruchomiony na przełomie 2030-2031 roku. Pytanie, jak na założony harmonogram wpłynie odejście Józefa Sobolewskiego ze stanowiska dyrektora departamentu energetyki jądrowej w Ministerstwie Energii, który od początku nadzorował pracę nad rozwojem HTGR. Czy jego następca również będzie zwolennikiem tego projektu?

Niemniej jednak polskim planom przyglądają się przedstawiciele przemysłu ze Stanów Zjednoczonych i Japonii. Przypomnijmy, że firmy z tych krajów są również rozważane jako potencjalni dostawcy dla budowy pierwszej wielkoskalowej elektrowni jądrowej w Polsce.

Kogeneracja jądrowa w PEP?

HTGR nie zastąpią jednak programu budowy elektrowni jądrowej, ponieważ nie osiągną takich mocy, jak bloki z reaktorami lekkowodnymi i są zbyt drogie. Mogą natomiast funkcjonować jako jego uzupełnienie, które zapewni zeroemisyjną produkcję ciepła. Warto w tym kontekście zastanowić się nad uwzględnieniem kogeneracji jądrowej w projekcie strategii energetycznej do 2040 roku. To mogłoby dać impuls przemysłowi do poważniejszego myślenia o inwestycjach w reaktory wysokotemperaturowe, którego na razie brakuje. Potrzebna jest również nowelizacja prawa atomowego, które obecnie nie zachęca do zaangażowania się w technologie HTGR. W obecnym brzmieniu, podobnie jak duże reaktory, również HTGR musiałyby spełniać wymogi dotyczące strefy bezpieczeństwa. Wobec tego nie mogłyby zostać zlokalizowane w bezpośredniej odległości od zakładów przemysłowych. Z drugiej strony, zgodnie z prawem atomowym (art. 3 pkt. 17), obiektem jądrowym jest m.in. elektrownia jądrowa czy reaktor badawczy.

Jak ostatnio zwracał uwagę w Sejmie prof. Janusz Wrochna z NCBJ, zapisy ustawy czytane wprost nie kwalifikują reaktorów HTGR jako instalacji jądrowej, ponieważ produkują one również ciepło, a nie samą energię, co oznacza, że teoretycznie mogłyby powstawać bez pozwoleń. To pokazuje jak długa jest droga do pokonania.


Powiązane artykuły

Ceny ujemne dobijają niemieckie firmy energetyczne

Instytut Fraunhofera ISE przedstawił zestawienie cen giełdowych prądu w Niemczech od początku tego roku. Cena giełdowa energii elektrycznej spadła poniżej...
Morskie farmy wiatrowe. Fot.: WindEurope

Brytyjczycy stawiają na offshore jako fundament transformacji

Rządowy cel zakłada osiągnięcie 43–50 gigawatów (GW) zainstalowanej mocy z offshore wind do 2030 roku, w porównaniu do około 15...

Reuters: Iran odrzuci propozycję USA dotyczącą wzbogacania uranu

Według doniesień Reutersa Iran ma zamiar odrzucić propozycję USA dotyczącą porozumienia w sprawie wzbogacania przez Teheran uranu. Waszyngton domaga się...

Udostępnij:

Facebook X X X